Vocea întregului sector de
upstream din România

Noua cotatie a petrolului zdruncina dinamica investitionala

imagineVarinia Radu

Preţul petrolului Brent, de referinţă la bursa londoneză, a avut o perioada de scădere accentuată, ajungând de la 115 de dolari/baril în iunie, la aproape 82 de dolari/baril, pe 16 octombrie şi 77 de dolari la început de noiembrie, cel mai redus nivel atins din aceeaşi lună a anului 2010. Pentru multe companii mari, această cotă reprezintă limita minimă până la care nu înregistrează pierderi. Cotaţia încă nu s-a stabilizat şi, având în vedere trendul descendent, deja crează reacţii de îngrijorare.

Dacă prețul se menţine la acest nivel, The Economist a calculat că factura globală a consumului de petrol se va diminua cu aproximativ 1 trilion de dolari anual. Cotaţia barilului de petrol light sweet crude (WTI), de referinţă pentru piaţa americană, cu livrare în noiembrie, a scăzut şi cu doi dolari într-o singură zi, ajungând la mai puțin de 80 de dolari, pentru prima dată din iunie 2012.

Contractele futures de pe bursele de mărfuri din New York şi Londra au înregistrat scăderi cuprinse între 3 şi 4 dolari pe baril, în doar câteva zile, pentru ţiţeiul de livrat în noiembrie. Pe bursa din New York, contractele pentru petrolul WTI au scăzut în ultimele trei luni cu aproximativ 25%. Per total, în primele 10 luni ale anului această cotaţie a scăzut cu 18%.

Preţul petrolului – instrument de câştigare de cotă de piaţă

Evoluţia neplăcută a cotaţiilor este efectul mai multor factori dominanţi. Arabia Saudită, alături de alţi membri din OPEC, urmăreşte protejarea și creşterea cotei sale de piaţă, mai ales pentru satisfacerea clienţilor din Asia, şi este dispusă la pierderi pe termen scurt şi mediu pentru câştiguri pe termen lung. Nimeni nu se aşteaptă ca ţările din OPEC să reducă producţia, mizând pe apropierea iernii. Piaţa este supra-alimentată, iar cererea estimată de Agenţia Internaţională a Energiei (IEA) a fost redusă cu o cincime. Economia mondială, mai ales cea din Europa şi Asia, nu avansează într-un ritm care să necesite producţia disponibilă pe piaţă în acest moment.

Pentru unii observatori de specialitate a devenit evident că OPEC nu se poate coordona cu rafinăriile, sub raportul deciziilor de producţie şi transport. Traderii de petrol experimentaţi profită de pe urma faptului că preţurile sunt creionate de înţelegerile pe care câteva companii puternice prezente în Orientul Mijlociu le fac cu cei care controlează procesarea şi rafinarea ţiţeiului în terminale importante din Vestul Europei şi din SUA. Aproape niciodată înţelegerile nu au la bază costurile de exploatare, iar autorităţile de concurenţă nu au nicio putere de intervenţie. Conjunctura pune sub semnul întrebării mecanismele de formare a preţurilor şi apetitul pentru noi investiţii în sectorul petrolier, alături de necesitatea de a găsi soluţii de control şi gestiune a costurilor pentru proiectele deja în desfăşurare. Producţia de hidrocarburi din zăcămintele de şist din SUA a  transformat această ţară dintr-un importator net într-un potenţial exportator. Petrolişti, congresmani şi asociaţii ale companiilor de profil dezbat cu aprindere modul în care ar putea arăta un regim mai liberal pentru exportul mărfurilor energetice.

Elemente periculoase pentru dominaţia saudită ca „swing producer” sunt exploatările marine de mare adâncime şi revenirea unor producători clasici pe piaţa mondială. Numai Libia a pompat la finalul lunii septembrie cu 40% mai mult ţiţei decât în august, iar Irak şi Iran, în ciuda insecurității interne şi a restricţiilor privind comerţul, au producţii în creştere. În plus, trebuie luată în considerare şi reorientarea companiilor ruseşti spre depozitele interne, cu sprijin puternic din partea unor mari companii occidentale. Un preţ mic sau în scădere restrânge spaţiul de manevră sub raport tehnico-tehnologic şi limitează planurile ambiţioase de explorare, dezvoltare şi producţie.

Impact asupra investiţiilor petroliere din România

Un baril de petrol cotat la 80 de dolari pune presiune pe investiţiile în explorare şi producţie, anunţă hotărât într-o declaraţie recentă Gabriel Selischi, responsabilul OMV Petrom pe acest sector. Din punctul de vedere al dezvoltării domeniului în ţara noastră, s-au făcut anunţuri de intenţie care ar aduce în România cel puţin câteva sute de milioane de dolari în anii următori doar din partea unor companii străine interesate, fără a lua în calcul investiţiile deja angajate şi în curs de desfăşurare ale actualilor operatori. În acest moment, industria petrolieră românească se concentrează pe câteva direcţii: reabilitatea câmpurilor „mature”care sunt deja la limita profitabilităţii, investiţii în explorare (convenţională şi neconvenţională) în scopul evidențierii de noi resurse şi a reducerii ratei de depletare (în prezent de 10%), precum şi continuarea explorării în Marea Neagră, în speranţa că rezultatele de până acum şi estimările încurajatoare ale unor specialişti vor confirma rezerve comerciale.

În paralel, asistăm la eforturile statului român, în parteneriate bilaterale,  de a finaliza gazoductele care să conecteze România la reţeaua de transport de gaze europeană, respectiv la hub-urile central europene, dar şi să aducă în piaţă gazele naturale din Marea Neagră, într-o perspectiva de minimum cinci ani. În acest context general, trebuie luaţi în considerare şi factori particulari care ridică recent probleme practice titularilor de acorduri petroliere, cum ar fi: îngreunarea accesului la terenurile aferente blocurilor petroliere din motive diverse (de exemplu, opoziţia opiniei publice locale față de exploatarea gazelor de şist, lipsa evidenţelor cadastrale centralizate, lipsa unor prevederi legale neechivoce privind exercitarea drepturilor legale ale titularilor), lipsa unui mecanism obiectiv de compensare a proprietarilor ale căror culturi sunt afectate temporar de executarea operaţiunilor petroliere (aspect care a generat în practică multiple acţiuni în justiţie), interpretarea neuniformă a prevederilor legii petrolului în ceea ce priveşte dreptul de servitute al titularilor de concesiuni petroliere, procedura greoaie şi restrictivă de gestionare şi control a datelor geologice de resurse şi rezerve care afectează mai ales investitorii străini, repetatele modificări ale regimului fiscal aplicabil industriei de petrol şi gaze din ultimii ani. Toate aceste aspecte pun sub semnul întrebării viabilitatea economică a activităţilor de explorare şi producţie, care prin definiţie comportă un risc operaţional ridicat şi necesită investiţii semnificative imediate, cu termen îndelungat de recuperare. Pe lângă acestea, România este caracterizată printr-un profil geologic matur şi complex, ce implică un risc suplimentar, mai ales în cazul explorărilor „de frontieră”, la mari adâncimi şi cu tehnologie avansată şi  costisitoare. Nu doar preţul barilului la un moment dat este factorul decisiv în atragerea de investiţii, ci şi condiţiile locale, precum starea infrastructurii, cadrul legislativ primar şi secundar, predictibilitatea mediului fiscal, piaţa muncii, transparenţa decizională, adaptarea legislaţiei la bunele practici internaţionale.Totuşi, dinamica preţului petrolului este luată în calcul la analiza pieţelor de desfacere, prin scenarii care sunt judecate atât prin prisma oportunităţilor pe care le deschid, cât şi prin riscurile pe care le conţin.

România este astfel pusă în situaţia de a se readapta contextului pieţei globale şi regionale, folosindu-şi poziţia strategică şi mixul energetic de care dispune pentru crearea unei strategii energetice care să asigure pe de o parte, maximizarea oportunităţilor de a atrage capital internaţional semnificativ, iar pe de altă parte să conducă la concentrarea investiţiilor în proiecte strategice (de exemplu, dezvoltarea de noi capacităţi de stocare subterană a gazelor naturale, explorarea la mari adâncimi şi a resurselor neconvenţionale), în scopul diversificării surselor de energie, creşterii securităţii în aprovizionare şi a obţinerii a unei balanţe energetice satisfăcătoare.

 

STIRI INTERNATIONALE

Norway: Equinor...

The Norwegian Petroleum Directorate has granted Equinor a drilling permit for well 36/1-3 in production licence PL 885. The well will be drilled...

Angola: Eni announces...

Eni has started production from the Vandumbu field in Block 15/06 through the West Hub N’Goma FPSO. First oil from the Vandumbu field was achieved...

Canada-Nova Scotia...

The Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board (CNSOPB) has issued Call for Bids NS18-3, which includes two industry-nominated parcels. The Call...
STIRI LOCALE

ANRE: Profit de 10%...

Companiile care dețin și operează depozite de înmagazinare a gazelor naturale în România vor fi...

Până pe 28 ian,...

Realizarea conductei de transport gaze naturale dintre Onești-Gherăești-Lețcani a fost scoasă la...

România a înregistrat...

Produsul Intern Brut a crescut cu 0,2% în zona euro şi cu 0,3% în Uniunea Europeană în...
COTATII OIL & GAS